Способ гидравлического разрыва газоносного угольного пласта

СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ГАЗОНОСНОГО УГОЛЬНОГО ПЛАСТА Приведено описание способа интенсификации добычи газа из угольных пластов с помощью модификатора проницаемости, такого как агент набухания угля, закачиваемый в угольные пласты через скважину для уменьшения проницаемости угольных пластов до обработки в виде гидравлического разрыва. 015158 Настоящее изобретение относится к способам для улучшения добычи газа, освобождаемого из угольных пластов и т.п. Настоящее изобретение относится к способам гидравлического разрыва газоносного угольного пласта с помощью закачивания жидкости с агентом набухания или смесью агентов набухания. Уровень техники изобретения Подземные угольные пласты содержат значительное количество природного газа, в основном в виде метана. Такие газоносные пласты обычно называют газоносными пластами для добычи метана угольных пластов (СВМ). Для эффективной добычи газа из газоносных пластов СВМ используют один или более способов интенсификации добычи газа, чтобы увеличить производительность. Наиболее обычные способы интенсификации добычи СВМ включают направленное бурение параллельно основанию пласта, создание каверны в угольном пласте или гидравлический разрыв угольного пласта. Направленное бурение включает наклон бурильной колонны из условия, чтобы бурение было не вертикальным, но было параллельным угольному пласту. Так как ствол скважины направлен вдоль формации, большая площадь ствола скважины контактирует с угольным пластом и, таким образом, возможен больший отбор газа. Способ завершения кавернообразования создает одну или более каверну в угольном пласте. Задачей является уменьшение степени повреждения окружающей структуры, которое может произойти во время бурения, для создания улучшенной зоны проницаемости вне пустотной области и для уменьшения гидравлического сопротивления вблизи ствола скважины, которое является результатом сходимости потока в поле течения, направленного радиально внутрь. Обычно завершение кавернообразования выполняют цикличным образом в законченных скважинах, не закрепленных обсадными трубами (при отсутствии обсадных труб поперек продуктивного интервала), таким образом, обработку обычно называют циклированием кавернообразования, как описано, например, в Palmer, I.D., Mavor, M.J., Spitler, J.L., Seidle, J.P. и Volz, R.F. 1993b. Openhole cavity completions in coalbed methane wells in the San Juan Basin. Journal ofPetroleum Technology, 45(11): 1072-1080 (ноябрь). Для создания давления вблизи зоны ствола скважины наиболее часто используют сжатый воздух. Эти газы могут быть вспенены для уменьшения их видимого движения в сети кливажей и удерживания их в области вблизи ствола скважины, где они наиболее эффективны. Давление снижают как можно быстрее, забучивая зону вблизи ствола скважины и образуя ее вне ствола скважины, создавая довольно большую каверну, окружающую ствол скважины. Процедура уменьшает скин-эффект ствола скважины. Циклическое кавернообразование использует несколько механизмов для связи ствола скважины с системой трещиноватости угольного пласта. Эти механизмы включают создание физической каверны в угольных пластах необсаженного участка (вплоть до 10 футов в диаметре); распространение саморасклинивающихся вертикальных растягивающихся трещин, которые продолжаются на расстояние до 200 футов от ствола скважины (параллельно направлению максимального напряжения и перпендикулярно минимальному главному напряжению); и создание зоны разрушения вследствие касательного напряжения, которое улучшает проницаемость в направлении, перпендикулярном направлению наименьшего напряжения, как описано, например, в Khodaverian, М. и McLennan. 1993. Cavity completions: a study ofmechanisms and applicability. Proceedings of the 1993 International Coalbed Methane Symposium (Университет Алабамы/Таскалуса), p. 89-97. Кавернообразование завершают приложением давления к скважине, используя сжатый воздух или пену и затем резко спуская давление. Зоны угольного пласта под избыточным давлением создают скачок давления в стволе скважины ("регулируемый выброс"), и результирующее напряжение вызывает смещение осколков угля и переносит осколки вверх по скважине. Эти циклы давления и продувки повторяют много раз за период, состоящий из часов или дней, и повторяемое периодическое разрушение вследствие касательного напряжения в угольной формации дает эффект, который продолжается вбок от ствола скважины, как описано, например, в Kahil, А. и Masszi, D. 1984. Cavity stress-relief method to stimulateSymposium (Питсбург). Разрыв является другим важным способом для улучшения добычи СВМ. Как описано, например, вTechnical Conference (Новый Орлеан), p. 533, обычно гидравлический разрыв выполняют в обсаженных перфорированных законченных скважинах, обычно когда проницаемость угля меньше 20 мД. Существует очень много вариантов гидравлического разрыва угольных формаций, но в грубом приближении технологии включают закачивание жидкости в формацию при достаточном давлении для инициации и распространения гидравлического разрыва, заполнение разрыва расклинивающим наполнителем продолжением закачивания жидкости с большим содержанием расклинивающего наполнителя и затем промывку обработки, так чтобы расклинивающий наполнитель заполнял разрыв, но не ствол скважины. Olsen и др. описывают некоторые дополнительные соображения по поводу разрыва метаноносных угольных пластов, Olsen, T.N., Brenize, G. и Frenzel, Т.: "Improvement Processes for Coalbed Natural Gas Completion and-1 015158 Традиционная технология гидравлического разрыва рассмотрена во многих литературных источниках, также при применении к угольным породам. Направленное бурение нельзя рассматривать как технологию интенсификации добычи в чистом виде. Следует заметить, что как разрыв (либо традиционный разрыв, либо кавернообразование), так и направленное бурение просто увеличивают размер угольного пласта, который находится в непосредственном контакте со стволом скважины, и до сих пор еще не был найден технологический способ для увеличения исходной пористости формации.Proceedings of the 1993 International Coalbed Methane Symposium (Университет Алабамы/Таскалуса),p. 89-97 или вышеупомянутая статья Kahil, А. и Masszi, D. 1984. Утечка жидкости для гидроразрыва пласта через сеть кливажей во время процесса разрыва является главным ограничением современных способов гидравлического разрыва в газоносных пластах СВМ. Эффективность жидкости для гидроразрыва пласта является простым отношением объема созданного разрыва в конце накачки к общему объему жидкости, закачанной для создания разрыва. По понятным причинам низкая эффективность жидкости для гидроразрыва является нежелательной. Дорогая и растраченная напрасно утекшая жидкость может существенно уменьшить проницаемость сети кливажей и аннулировать эффект интенсификационной обработки. Кроме того, вследствие различных рабочих ограничений (например, максимального давления закачивания, максимальной скорости закачивания, стоимости и т.д.) низкая эффективность жидкости ограничивает длину разрыва, которая может быть достигнута. Жидкости для гидроразрыва, закачанные в газоносные пласты СВМ, создают сложный разрыв, состоящий из нескольких главных каналов и многочисленных второстепенных каналов. Второстепенные каналы могут быть частью сети кливажей. Большая утечка жидкости для гидроразрыва через сеть кливажей уменьшает как скорость роста основного разрыва, так и максимальную длину разрыва. Закачивание суспензии для разрыва при более высокой скорости течения может компенсировать потери от утечки, но утекшая жидкость может задержаться в кливажах, блокируя путь, через который жидкости газоносного пласта могут течь из газоносного пласта в ствол скважины. В обычной практике отверстие кливажа может быть слишком маленьким для вхождения расклинивающего наполнителя и удерживания им от смыкания кливажей. В последнее время были разработаны жидкости для гидроразрыва, которые безвредны для кливажей. При утечке в сеть кливажей они свободны от макромолекул, которые создают неподвижные пробки в кливажах. Таким образом, так как они свободны от полимеров и нерастворимых твердых тел, безвредный фильтрат легко извлекается из кливажей, когда скважину вводят в эксплуатацию. Olsen и др. описывают такую жидкость для гидроразрыва. Также известно использование жидкостей на водной основе с обезвоживающими средствами и расклинивающим наполнителем. Наличие воды в пористой среде уменьшает пропускную способность этой среды для других несмешивающихся флюидов, таких как нефть или газ. В случае газоносных пластов СВМ вода из закачанных гидравлических жидкостей для разрыва может просочиться в сеть кливажей и отрицательным образом повлиять на поверхностные свойства (главным образом смачиваемость) угольного пласта. Эти изменения могут иметь следствием уменьшенное обезвоживание и привести к миграции угольной мелочи, которая может закупорить кливажи. Патент США 5229017, выданный Nimerick иHinkel, описывает химикаты, такие как бутоксилированные гликоли, которые впитываются в поверхности угля, делая их гидрофобными. Гидрофобная поверхность угля сохраняет исходные поверхностные свойства угля и препятствует повторному смачиванию и повторному поглощению поверхностноактивного вещества, присутствующего в жидкости для гидроразрыва. Этими поверхностно-активными веществами снабжают жидкость для гидроразрыва, и они приводят к более быстрому обезвоживанию угля и выходу жидкости для гидроразрыва из разрыва. Другая известная технология пытается управлять утечкой в кливажах. Например, патент США 5474129 описывает процесс использования закачанных газов для выполнения кавернообразования. Воду с пенообразующим веществом добавляют к газу для создания пены в скважине. Пена уменьшает скорость утечки газа из скважины через сеть кливажей. Вместо этого газ задерживается в области вблизи скважины, где он адсорбируется в расположенный вблизи скважины уголь. После сброса давления захваченный газ расширяется и разрушает угольную ткань и содействует процессу кавернообразования. Этот патент упомянут, так как он устанавливает роль кливажей в проводящих жидкостях вдали от источника. Вспененные жидкости для гидроразрыва часто используют в газоносных пластах СВМ для управления утечкой, уменьшения гидростатического напора в стволе скважины в конце обработки (и улучшения выхода жидкости для гидроразрыва) и для уменьшения количества повреждающих полиме-2 015158 ров, которые попадают в сеть кливажей. Способы улучшения добычи метана угольных пластов являются продуманной улучшенной технологией добычи. Улучшенная технология добычи включает заполнение газоносного пласта СВМ газами,которые адсорбируются в уголь более сильно, чем метан и, таким образом, смещают метан или более легкие углеводороды из микропористой структуры угля. Несколько статей описывают различные аспекты данной технологии, включаяSwelling Effects on Economics of Enhanced Coalbed Methane Production and CO2 Sequestration in Coal", SPE 97963, 2005 SPE Eastern Regional Meeting, Моргантаун (14-16 сентября 2005 г.). Использование гидравлического разрыва сжиженным газом с расклинивающим наполнителем со смесью углекислого газа и азота или только углекислого газа, в общем, опубликовано и используется,например, в Канаде или Восточных Соединенных Штатах для интенсификации скважин с близповерхностным газом. Сообщают, что жидкий CO2 или пены/эмульсии, созданные смесями CO2 и азота, являются безвредными, так как жидкость испарится, и производятся после обработки. Описания известных способов могут быть найдены, например, вReservoirs Symposium and Exhibition, Денвер (12-15 марта 2000 г.). После завершения соответствующей буровой скважины(скважин) одним из вышеупомянутых способов должно иметь место обезвоживание для уменьшения давления в формации. Падение давления, в свою очередь, содействует освобождению метана из угольного пласта в кливажи. Если кливажи обладают достаточно высокой проницаемостью, т.е. взаимосвязанностью, тогда метан потечет из угольного пласта в ствол скважины и может быть извлечен. В патенте США 6412559 описан процесс интенсификации и улучшения добычи метана в газоносных пластах. Процесс использует более сильно адсорбирующийся газ (SAG, более сильно по сравнению с метаном, такой как углекислый газ или H2S), который утолщает формацию во время процесса разрыва, ключевым элементом данного процесса является повторяемое закачивание SAG и этапы остановки после интенсификационной обработки. Этапы остановки могут длиться от 1 дня до 1 года. Главной причиной использования SAG является содействие улучшенной добыче метана угольных пластов, так какSAG предпочтительно адсорбируется углем и смещает адсорбированный метан. Разрыв используют в начале повторяемых закачивания SAG и этапов остановки для улучшения приемистости SAG, т.е. этап разрыва необходим для уменьшения наружного слоя ствола скважины и допускает улучшенное закачивание СО 2. В опубликованной заявке на патент США 20050082058 реакцию заданного газа с углем используют для вызова усадки в угольной матрице, таким образом уменьшая эффективное напряжение и улучшая поровый объем разрыва. Этот увеличенный поровый объем разрыва увеличивает проницаемость угольного пласта и в результате увеличивает выделение метана. Также он допускает перемещение расклинивающего наполнителя внутри угольных пластов для сохранения открытых разрывов в областях, окружающих расклиненный разрыв, таким образом допуская улучшенную систему разрыва для более эффективного взаимодействия как с естественной системой разрыва, так и со стволом скважины и содействуя добыче метана. В патенте США 5014788 описан способ улучшения добычи с помощью введения газа набухания в угольный пласт, который после освобождения генерирует неравномерные разрывы вследствие напряжения. Особое внимание в известном способе уделяют "относительно быстрому уменьшению" давления.-3 015158 Сущность изобретения Задачи изобретения достигаются способами, изложенными в приложенных независимых пунктах формулы изобретения. Изобретение представляет новый способ гидравлического разрыва для угольных пластов или метаноносных угольных пластов. Новый способ включает этап предварительной обработки формации модификатором проницаемости, который изменяет физические свойства формации и увеличивает эффективность жидкости для гидроразрыва. Более высокая эффективность жидкости приводит к большей протяженности разрыва в угольном газоносном пласте, меньшему повреждению сети кливажей и более высокой производительности воды (во время обезвоживания) и газа (во время добычи). Данное изобретение является новым способом улучшения эффективности существующего гидравлического разрыва и интенсификационных обработок скважины с метаном угольных пластов. Данный способ можно объединить с другими известными способами для технологий разрыва газоносного пласта СВМ или интенсификации СВМ, упомянутых выше. Конкретно, на начальных этапах обработки в виде гидравлического разрыва в формацию закачивают модификатор проницаемости, который утолщает формацию, делая угольные пласты менее проницаемыми. Закачанные впоследствии жидкости будут иметь более высокую эффективность при генерации разрывов, и вероятность их утечки в угольную формацию будет меньше. Они смогут продолжить гидравлический разрыв дальше от ствола скважины. Более длинный разрыв, в свою очередь, сделает возможной добычу большего участка угольного пласта из одной скважины, что экономно и привлекательно с экологической точки зрения одновременно. Давление, при котором обычно закачивают модификатор проницаемости, ниже или равно давлению гидравлического разрыва формации. Тем не менее также может быть предпочтительно закачивание модификатора при давлении выше давления разрыва или изначально при более низком давлении для утолщения близлежащего ствола скважины и затем, позже, при давлении выше давления разрыва, чтобы инициировать и продолжить разрыв. Утолщение, вызванное модификатором проницаемости, предпочтительно является временным. Подходящим компонентом модификатора является, например, углекислый газ. Другие компоненты включают углекислый газ, оксид азота, гексафторид серы, сероводород, диоксид серы, диоксид азота,триоксид серы, трихлорфторметан, дихлордифторметан, хлортрифторметан, тетрафторметан, монофтордихлорметан, фтороформ, 1,1,2-трихлор-1,2,2-трифторэтан, дихлортетрафторэтан, гексафторэтан,хлорпентафторэтан и их комбинации. Другая группа модификаторов или агентов набухания может быть выбрана из молекул-доноров оснований Льюиса с высокой основностью, такие как алкиламины, ароматические амины, первичные, вторичные или третичные амины или молекулы с несколькими аминогруппами, лактамы, амиды, мочевина и ее производные, более конкретно, например, пиридин, аммиак,метиламин,бутиламин,тетраметил этилендиамин,1,4-диметилпиперазин,этилметиламин,N-метилпирролидон, N-метилпиридон, мочевина, N,N-диметилформамид и подобные молекулы. Закачанную жидкость используют для утолщения формации в начале интенсификационной обработки для улучшения эффективности жидкости для гидроразрыва. В предпочтительных воплощениях последующие закачивания или более длительные периоды остановки не требуются. В варианте изобретения предусмотрена послеинтенсификационная промывка с использованием жидкости, которая аннулирует утолщение, вызванное агентом набухания. Более предпочтительной может быть замена этой послеинтенсификационной промывки добавлением подходящего агента для исчезновения набухания с замедленным механизмом освобождения к исходному агенту набухания, чтобы гарантировать, что все области, находящиеся в контакте с агентом набухания, также контактируют с агентом для исчезновения набухания. Эти и другие признаки изобретения, предпочтительные воплощения и их варианты и дополнительные преимущества изобретения будут оценены и поняты специалистами в данной области техники из подробного описания и чертежей, последующих ниже. Краткое описание чертежей Фиг. 1 показывает этапы обработки СВМ согласно примеру изобретения. Фиг. 2 показывает блок-схему, суммирующую этапы согласно примеру изобретения. Режимы(ы) выполнения изобретения Изобретение предлагает предварительную обработку скважины перед гидравлическим разрывом одного или более подземных угольных пластов. До разрыва закачивают жидкость со скоростью и давлением, которые меньше скорости и давления гидравлического разрыва. Жидкость предназначена для утолщения угольного пласта и предотвращения утечки жидкости для гидроразрыва в сеть кливажей угольного пласта. Это имеет двойной эффект защиты кливажей от повреждения жидкостями для гидроразрыва и, что более важно, улучшения эффективности процесса распространения разрыва, что приводит к более протяженным гидравлическим разрывам. Более полный перечень этапов способа согласно примеру изобретения показан поэтапно, как изображено на фиг. 1 и блок-схеме на фиг. 2, и перечислен вместе с возможными вариантами и изменениями в дальнейшем.-4 015158 Фиг. 1 А показывает скважину 10, пробуренную в угольном пласте 11. Скважина показана с обсадными трубами 101, но изобретение в равной степени применимо к необсаженным или открытым скважинам. Контрольно-измерительная аппаратура 12 поверхностного потока включает нагнетательную колонну 120 и клапаны 122 для закачивания жидкостей через устье 102 скважины и дополнительную колонну 122, включающую клапаны, штуцеры и т.п. для подъема жидкостей из устья 102 скважины. Дополнительное наземное оборудование, такое как контейнеры, насосы, устройства текущего контроля и управляемые устройства, опущены на чертеже для ясности. До обработки согласно изобретению угольный пласт 11 может включать более или менее развитую сеть разрывов или кливажей 111, как проиллюстрировано. Следует заметить, что для ясности разрывы и сеть кливажей начерчены не в масштабе. В качестве первого этапа (проиллюстрирован в виде этапа 21 на блок-схеме фиг. 2) предложена предварительная обработка перед разрывом посредством закачивания модификатора проницаемости,такого как жидкость набухания, предпочтительно при скорости и давлении, которые ниже скорости и давления гидравлического разрыва. Жидкостью может быть любая жидкость, выбранная из группы,состоящей из углекислого газа, оксида азота, гексафторида серы, сероводорода, диоксида серы, диоксида азота, триоксида серы, трихлорфторметана, дихлордифторметана, хлортрифторметана, тетрафторметана,монофтордихлорметана,фтороформа,1,1,2-трихлор-1,2,2-трифторэтана,дихлортетрафторэтана,гексафторэтана, хлорпентафторэтана и их комбинаций, при скорости разрыва для создания геометрии разрыва (или некоторой части геометрии разрыва). Могут быть использованы другие составы, которые утолщают уголь и уменьшают проницаемость кливажей, такие как метанол или амины, как упоминается ниже. Предварительная обработка может быть улучшена добавлением безвредных добавок, снижающих водоотдачу, таких как пластинки или волокна из полимолочной кислоты или поливинилового спирта,которые гидролизируются в присутствии воды. Альтернативно, может быть (совместно) закачана жидкость на водной основе с безвредными добавками, снижающими водоотдачу, такими как пластинки или волокна из полимолочной кислоты или поливинилового спирта. После предварительной обработки модификатором проницаемости скважина может быть закрыта до обработки гидравлическим разрывом, чтобы допустить адсорбцию агента набухания. В случае СО 2 это может быть медленным процессом. Альтернативно, основную процедуру разрыва начинают сразу после завершения предварительной обработки перед разрывом. В идеальном случае сеть разрывов, как показано на фиг. 1 А, уменьшена для предоставления более твердого торца 112, как показано на фиг. 1B, на этапе разрыва. В связи с этим вероятность и величина утечки в формацию во время разрыва уменьшается. Следующие процессы для гидравлического разрыва (этап 22 на фиг. 2) могут включать любую из пяти стадий, состоящих из предварительной промывки, предварительной подбивки, подбивки, обработки гидросмесью и конечной обработки промывкой. При основной обработке в процессе гидравлического разрыва жидкость для гидроразрыва закачивают при давлениях и скоростях, которые выше давлений и скоростей разрыва, согласно хорошо известной практике процессов гидравлического разрыва. Жидкости для гидроразрыва, по существу, известны и могут содержать любую комбинацию жидкости-носителя, расклинивающих наполнителей, материала, снижающего водоотдачу, разжижителей, стабилизаторов, инкапсулированных химикатов и других известных агентов для жидкостей для гидроразрыва. Подходящими жидкостями-носителями являются вода, азот, СО 2, вспененный или возбужденный(комбинация воды и газа), загущенная нефть, вязкая вода (с синтетическими или натуральными полимерами со сшивателями или без них или вязкоупругими ПАВ). Примеры некоторых из этих жидкостей могут быть найдены в большом количестве литературы, такой как вышеприведенная литература, или, например, в хорошо известном справочнике Reservoir Stimulation, 3-е изд., Economides, M.J. и Nolte, K.G.,(редакторы), John WileySons (2000). Расклинивающие наполнители могут включать песок, песок с полимерным покрытием, боксит, керамику и боксит или керамику, покрытые полимерным покрытием, и другие гранулированные материалы и композиты, такие как пластики с высокой плотностью, размолотая скорлупа грецких орехов, покрытая полимерным покрытием, и т.д. Другие расклинивающие материалы являются твердыми веществами с высоким отношением геометрических размеров, аналогично твердым веществам, приведенным в патенте США 6725930. Диапазон материалов, снижающих водоотдачу,чрезвычайно широк и может также включать песок, полимерные материалы, такие как гуаровая смола или смолы, или волокнистые материалы. Жидкость для гидроразрыва может содержать агенты набухания, как и на первоначальной стадии, в качестве дополнительного компонента.-5 015158 Основной этап гидравлического разрыва может быть изменен для лучшего удовлетворения требованию извлечения газа угольного пласта, например, приложением периодических колебаний давления или импульсов во время обработки в виде разрыва, чтобы забучить или разбить поверхность разрыва для предотвращения выравнивания и закрытия разрыва. В этом случае в скважину до уровня перспективного пласта может быть опущен генератор пульсовых колебаний давления. Рабочие характеристики генератора можно улучшить его погружением в скважину вместе с несжимаемой жидкостью для эффективного соединения формации с генератором пульсовых колебаний давления и передачи импульсов давления формации. В некоторых случаях может быть предпочтительно обеспечение инструмента транспортировки для жидкости для гидроразрыва со специальной компоновкой низа бурильной колонны (ВНА) с распределителем потока, что допускает, таким образом, прохождение двух потоков с поверхности в подземную формацию. Один поток питает инструмент и поддерживает накачку, а другой поток предназначен для боковых путей потока и сохраняет открытым разрыв. Такую ВНА используют для управления высокой скоростью течения и генерацией импульсов во время накачки. Там, где поток загружен расклинивающим наполнителем, может потребоваться обеспечение вышеупомянутого распределителя потока с фильтром для расклинивающего наполнителя для защиты инструмента от образования пробки. Когда колебания давления выполняют во время стадии предварительной подбивки или стадии подбивки, генератор пульсовых колебаний давления работает таким образом, что создает импульсы давления с требуемой частотой и амплитудой. При колебании давления во время стадии обработки гидросмесью рабочее время может быть ограничено временем загрузки фильтра. Вышеприведенные этапы могут быть дополнительно изменены, например использованием волокон в жидкости для частичного отклонения разрыва (дендритный разрыв) или периодическим закачиванием закупоривающих материалов для остановки роста конца разрыва в одном направлении. Обработка в виде гидравлического разрыва может быть также продолжена для создания новых путей разрыва. Результат гидравлического разрыва показан на фиг. 1 С. Разрыв 113 открыт в угольном пласте 11. После процесса гидравлического разрыва все инструменты для разрыва могут быть удалены и может быть установлено эксплуатационное оборудование, требуемое для начала добычи (этап 24 на фиг. 2) из газоносного угольного пласта. Изобретение дополнительно предполагает необязательный этап отмены утолщения формации (этап 23 на фиг. 2). Этого можно достигнуть химической обработкой, такой как изменение показателя рН, чтобы вызвать усадку, используя, например, десорбцию CO2; нагревом или охлаждением формации посредством закачивания охлаждающего вещества или нагретой жидкости; или закачиванием более сильно адсорбирующегося материала, который дает усадку формации и может освободить ранее адсорбировавшийся агент набухания; или любой комбинацией вышеперечисленного. В качестве примера жидкость с кислотой или предшественником кислоты могут быть закачаны после обработки или, если изменение показателя рН задержано, одновременно с агентом набухания. В результате будет открыто или заново открыто большее количество разрывов и кливажей 111, как показано на фиг. 1D, для увеличения проницаемости угольного пласта 11. Результаты вышеприведенных способов могут быть частично получены из построения модели влияния модификатора проницаемости на формацию. Как показано, углекислый газ имеет отличное от метана поведение. Разница заключается в том, что уголь имеет более высокую сорбционную емкость для СО 2, чем для метана. Это означает, что в угольной матрице может храниться большее количество углекислого газа, чем метана, при условии одинаковых температуры и давления, что приводит к большему объемному напряжению. Более высокое напряжение затем приводит непосредственно к уменьшенной пористости, которая, в свою очередь, приводит к меньшей эффективной проницаемости. Явление, называемое дифференциальным набуханием, известно в области угольной промышленности. Очевидно, что для целей данного изобретения такое поведение может быть выгодным, если его применить на нужной стадии в процессе гидравлического разрыва. Для оценки магнитуды изменения может быть использовано основное уравнение для усадки угольной матрицы с дополнительным членом для учета дифференциального набухания. Используя модель COMET, имеющуюся в наличии в промышленности, поведение набухания может быть, таким образом, смоделировано как где С - концентрация газа газоносного пласта, безразмерная величина;Ci - начальная концентрация газа газоносного пласта, безразмерная величина;cp - сжимаемость объема поры; Р - давление поры газоносного пласта;Pi - начальное давление поры газоносного пласта;- пористость системы разрыва, десятичная дробь;i - начальная пористость системы разрыва, десятичная дробь;ct - общая концентрация газа газоносного пласта, безразмерная величина. Это уравнение выражает фундаментальное изменение пористости угля из-за снижения давления в результате истощения пласта вследствие десорбции метана. Коэффициент дифференциального набухания определяется в лабораторных исследованиях. Отношение k/ki пористость/проницаемость, используемое для определения изменения эффективной проницаемости вследствие изменения объема поры, на который влияет увеличенная общая концентрация газа (углекислого газа), равноReport, US DOE Report No. DE-FC26-00NT40924, ноябрь 2002 г., что эффективная проницаемость может быть уменьшена на 90% вследствие присутствия углекислого газа с метаном при начальных условиях газоносного пласта. В результате, исходное закачивание углекислого газа или другого агента набухания в новую скважину увеличит общее содержание газа и вызовет дифференциальное набухание угольной матрицы. Это приводит к более благоприятным условиям для интенсификационной обработки в виде гидравлического разрыва. Более низкая эффективная проницаемость означает, что управление утечкой жидкости для гидроразрыва может быть намного проще, что имеет следствием менее сложное и более предсказуемое поведение гидравлического разрыва и приводит к увеличенному проникновению разрыва в газоносный пласт. Увеличенная длина будет контактировать с большей площадью газоносного пласта и предусматривает возможность дренажа большего объема газа из одной скважины. Также можно ожидать, что меньшая утечка значительно уменьшит повреждение угольного пласта в результате взаимодействия жидкости для гидроразрыва с поверхностными свойствами угля и образование водного барьера в кливажах, которые являются трубопроводом для диффузионного газа из угольной матрицы в поток, текущий в разрыв и затем в скважину. Когда обработку применяют к скважине, которая уже была в эксплуатации или подвергалась обработке для улучшения эксплуатации, метан уже десорбировался из угольного пласта и углекислый газ закачан в качестве способа вторичной добычи. Более крупные молекулы углекислого газа имеют более высокое сродство к поверхности угля и могут замещать метан при уменьшенных давлениях газоносного пласта. В этом случае углекислый газ будет по-прежнему уменьшать эффективную проницаемость матрицы. Метан все еще может эффективно десорбироваться, так как уголь по большей части обезвожен. Обработка в виде гидравлического разрыва в это время будет по-прежнему более эффективной для заново пробуренных скважин по тем же упомянутым причинам. В этом случае гидравлический разрыв будет увеличивать эффективный радиус ствола скважины и приведет к улучшенному выполнению закачивания для углекислого газа. Гидравлический разрыв наиболее вероятно воздействует на новую для десорбции метана область, которая будет использовать преимущества уменьшенного давления газоносного пласта и новых соединений, создаваемых обработкой в виде гидравлического разрыва. Остальная часть газоносного пласта будет извлекать выгоду из улучшенной приемистости углекислого газа вследствие обработки в виде гидравлического разрыва. Вторым преимуществом могут быть улучшенные условия для закачивания углекислого газа для секвестрации. Хотя вышеприведенный пример демонстрирует свои преимущества, углекислый газ может быть не самым эффективным модификатором проницаемости или агентом набухания для получения этих результатов и преимуществ. Скорость набухания угля может быть дополнительно увеличена повышением температуры, а также добавлением растворителей с высокой валентностью и хелатными свойствами. Из экспериментов с углем известно, что предварительная обработка кислотой, такой как HCl, за которой следует амин, такой как этилендиамин или пиридин, увеличивает скорость набухания по сравнению с необработанными предварительно угольными пластами. Из подобных экспериментов известно, что тетрабутиламмония гидроксид, этанол или тетрагидрофуран могут действовать как эффективные агенты набухания. Также возможно использование богатых электронами донорных молекул или основания Льюиса с высокой валентностью, таких как алкиламины, ароматические амины, первичные, вторичные или третичные амины, молекулы с несколькими функциями амина, лактамы, амиды, мочевина и ее производные. Конкретными примерами возможных агентов набухания являются пиридин, аммиак, метиламин, бутиламин, тетраметил этилендиамин, 1,4-диметилпиперазин, этилметиламин, N-метилпирролидон, N-метилпиридон, мочевина или N,N-диметилформамид. Хотя экологический фактор может исключить определенные вышеприведенные составы из использования в открытой среде, известны нетоксичные, но химически близкородственные составы. Как в случае углекислого газа, эффективность набухания и адсорбции аминов оказывается менее зависимой от-7 015158 типа угля, чем от исходного содержания влаги в угле. СО 2 может быть также закачан вместе с амином в скважину, что приведет к увеличенному набуханию. Другим предложением является закачивание концентрированного раствора мочевины, который является продуктом конденсации аммиака и СО 2. При повышенных температурах и в комбинации с HCl мочевина разлагается на аммиак и СО 2, что может быть способом десорбции материала из угля. Хотя акцент настоящего изобретения сделан на улучшение добычи СВМ, очевидно, что некоторые этапы могут быть использованы в других приложениях гидравлического разрыва. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ гидравлического разрыва угольного пласта, включающий следующие этапы: подача модификатора проницаемости, который является набухающим агентом для угля, в угольный пласт через ствол скважины, пересекая упомянутый подземный угольный пласт, для уменьшения проницаемости угольного пласта перед обработкой гидравлическим разрывом и последующее осуществление обработки угольного пласта гидравлическим разрывом после уменьшения его проницаемости,отличающийся тем, что модификатор проницаемости подают под давлением выше давления разрыва угольного пласта. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что модификатор проницаемости уменьшает проницаемость кливажа. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что модификатор проницаемости выбирают из группы,состоящей из углекислого газа, оксида азота, гексафторида серы, сероводорода, диоксида серы, диоксида азота, триоксида серы, трихлорфторметана, дихлордифторметана, хлортрифторметана, тетрафторметана,монофтордихлорметана,фтороформа,1,1,2-трихлор-1,2,2-трифторэтана,дихлортетрафторэтана,гексафторэтана, хлорпентафторэтана, молекул-доноров оснований Льюиса с высокой основностью, первичных, вторичных или третичных аминов, алкиламинов, ароматических аминов, молекул с несколькими аминогруппами, лактамов, амидов, мочевины и ее производных, пиридина, аммиака, метиламина,бутиламина, тетраметилэтилендиамина, 1,4-диметилпиперазина, этилметиламина, N-метилпирролидона,N-метилпиридона, N,N-диметилформамида и их комбинаций. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что модификатор проницаемости включает добавки, снижающие водоотдачу. 5. Способ по п.1, дополнительно включающий этап обработки скважины периодическими или непериодическими импульсами давления. 6. Способ по п.1, дополнительно включающий этап обработки скважины кислотой или предшественником кислоты для уменьшения эффекта модификатора проницаемости. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что этап гидравлического разрыва включает закачивание жидкости для гидроразрыва, несущей расклинивающие наполнители. 8. Способ по п.1, включающий этап закачивания жидкостей при температурах, отличных от температуры окружающей среды.